发电煤耗影响因素分析与对策

发电煤耗影响因素分析与对策第一页，共35页。内容介绍1发电煤耗计算2发电煤耗定性分析3发电煤耗定量分析4降低发电煤耗的措施5发电煤耗估算第二页，共35页。1发电煤耗计算1.1正平衡计算下列非生产用标准煤量应扣除新设备或大修后设备的烘炉、暖机、空载运行的燃料新设备在未移交生产前带负荷试运行期间耗用的燃料计划大修以及基建、更改工程施工用的燃料发电机做调相运行时耗用的燃料厂外运输用自备机车耗用的燃料非生产用燃料第三页，共35页。1发电煤耗计算1.2反平衡计算1.3影响发电煤耗的主因锅炉效率（含煤质）汽机热耗管道效率机组负荷供热管理第四页，共35页。2发电煤耗定性分析

以煤耗高为例，采用逻辑树法分级分析2.1锅炉效率低2.1.1排烟温度高（1）炉膛火焰中心上移（2）锅炉受热面结焦、积灰（3）空预器堵灰（4）吹灰器投入不正常（5）水质控制不严，受热面内部结垢（6）送风温度高（7）给水温度低（8）锅炉辐射、对流受热面设计分配不合理第五页，共35页。2发电煤耗定性分析发电煤耗高的第四级原因（第一级原因（主因）：锅炉效率低；第二级原因：排烟温度高；第三级原因：炉膛火焰中心上移）第六页，共35页。2发电煤耗定性分析2.1.2灰渣可燃物大（1）燃煤挥发分低（锅炉燃烧效率与燃烧稳定性下降）（2）燃煤水分高（水汽化吸收热量，炉膛温度降低，着火困难，燃烧推迟）（3）燃煤灰分大（着火温度高、着火推迟，炉膛温度降低，燃尽程度变差）（4）煤粉粗（着火及燃烧反应速度慢）（5）燃烧器辅助风门开度与指令有偏差（6）锅炉氧量低（过剩空气系数小，燃烧不完全），（7）一、二次风速及一、二次风量配比不当（8）燃烧器喷嘴烧损变形，造成一次风速发生变化（9）对炉渣而言，除上述原因外，还与下层二次风速过小有关第七页，共35页。2发电煤耗定性分析2.1.3锅炉氧量过大或过小（1）锅炉本体漏风，增大了炉膛出口过剩空气系数（2）空预器漏风大（3）锅炉负荷或煤质发生变化，风、粉调整不及时（4）燃烧器辅助风门开度与指令有偏差（5）最佳锅炉氧量确定不准确（6）氧量测量不准确第八页，共35页。2发电煤耗定性分析2.1.4散热损失大（1）保温材料选用不符合技术要求（2）保温材料理化性能指标不符合技术要求（3）保温施工工艺和检修不符合技术要求（4）保温材料膨胀缝出力不当（5）临时检修设备拆除保温后为及时恢复保温或保温效果不好第九页，共35页。2发电煤耗定性分析2.1.5空预器漏风率大（1）密封结构形式不合理（2）自动密封调节装置跟踪不正常（3）运行中送风机、一次风机风压过高（4）传热元件积灰严重第十页，共35页。2发电煤耗定性分析2.2汽轮机热耗率高2.2.1汽轮机通流部分效率低（1）汽轮机缸效率低（结垢、漏汽、损伤）（2）汽轮机高压配汽机构节流损失大（如调门重叠度不佳）2.2.2蒸汽初参数低（主蒸汽温度、压力，再热蒸汽温度）2.2.3再热蒸汽减温水量大（高压缸效率低、受热面设计不合理、煤质与设计差别大、运行操控不合理）第十一页，共35页。2发电煤耗定性分析2.2.4排汽压力高（或真空差）（1）冷却水量小循泵存在问题运行方式不合理（2）真空严密性差低压缸轴封间隙大，轴封供汽压力低水封效果差（多级水封及单级水封的影响）主汽轮机或给水泵汽轮机负压系统漏空气凝汽器喉部膨胀节破坏（3）凝汽器冷却水管脏水质差胶球清洗装置投用效果差二次滤网投用效果差第十二页，共35页。2发电煤耗定性分析（4）循环水温度高季节冷却塔性能差）（5）真空泵冷却水温度高，抽气性能差（6）凝汽器热负荷大汽轮机排汽量大热力系统泄漏）（7）凝汽器面积小设计不合理水位高）（8）抽气系统设计不合理（双压凝汽器）第十三页，共35页。2发电煤耗定性分析2.2.5给水温度低（1）高加投入率低（2）高加旁路门内漏（3）高加抽汽量不足（4）高加堵漏，传热面积减少（5）高加端差大（6）加热器水位不稳定（7）加热器水侧内漏（3）至（7）指最后一级高加第十四页，共35页。2发电煤耗定性分析2.3管道效率低的主因（1）汽水系统泄漏（2）汽水管道保温差（3）汽水品质差，锅炉排污损失大（4）暖风器、吹灰等厂用辅助用汽量大第十五页，共35页。2发电煤耗定性分析2.4管理因素奖励、约束机制不健全燃料管理不到位（煤质差、亏吨亏卡、煤场存损率大、配煤不合理）热、电耗煤量分摊不合理未按规定扣除非生产用能节能技改推进力度不够运行检修管理不到位（运行方式没优化，设备可靠性差）第十六页，共35页。3发电煤耗定量分析3发电煤耗的定量分析采用耗差分析法进行指标偏差定量分析。3.1概念耗差分析法，是根据运行参数的运行值与基准值的差值，通过分析计算得出运行指标对机组的热耗率或煤耗率的影响程度，从而使运行人员根据这些数量概念，能动地、直观地、分主次地努力减少机组可控损失。第十七页，共35页。3发电煤耗定量分析3.2原理把运行煤耗率表示成多元函数假定各参数之间相互独立，函数连续可导，则第十八页，共35页。3发电煤耗定量分析3.3基准值某项指标变化对煤耗的影响发电煤耗变化=影响系数×（指标实际运行值-指标基准值）

基准值：上级要求，设计值，试验值，同类机组较好值第十九页，共35页。3发电煤耗定量分析

3.4耗差分析模型建立各参数对机组煤耗影响的关系式。针对不同的情况和参数，有不同的建模方法。（1）利用基本公式法适用于锅炉效率、排烟温度、氧量、飞灰可燃物等。（2）常规热力计算法可根据厂家提供的热力特性曲线查取。适用于主汽压力、主汽温度、再热温度、排汽压力等。（3）等效焓降法用简捷的局部运算代替整个系统的繁杂计算，为小指标的定量计算提供了简单实用的方法。（4）试验法通过试验确定某些参数对煤耗的影响。如排汽压力等。（5）小偏差法第二十页，共35页。3发电煤耗定量分析3.5各种类型机组指标变化对煤耗的影响量（1）蒸汽温度和排气压力对发电煤耗的影响量（额定工况g/kWh）机组类型主汽温度降低1℃再热汽温降低1℃排汽压力升高1kPa50MW0.153

3.26100MW0.149

3.2125MW0.090.0642.26200MW0.110.13.211300MW亚临界0.0910.0793.099引进型300MW亚临界0.0930.0782.43600MW亚临界0.0880.0882.045东汽600MW亚临界空冷0.0850.0561.7哈汽600MW超临界0.0890.0372.27上汽1000MW超超临界0.0740.0371.515第二十一页，共35页。3发电煤耗定量分析（2）出力系数变化对发电煤耗的影响量（g/kWh）机组类型出力系数90%出力系数80%出力系数70%100MW3.457.5412.39125MW2.776.4910.22200MW3.657.7311.8机组类型出力系数75%出力系数50%300MW亚临界4.0～4.216.0～16.5600MW超临界4.2～4.516.0～16.5600MW超临界空冷5.0～5.517.0～17.51000MW超超临界4.5～5.014.5～15.0第二十二页，共35页。3发电煤耗定量分析（3）缸效率降低1个百分点对发电煤耗的影响量（g/kWh）

机组类型高压缸中压缸低压缸125MW0.5470.8981.017300MW亚临界0.5630.6541.457引进型300MW亚临界0.620.891.36600MW亚临界0.50.991.34600MW超临界0.340.51.18第二十三页，共35页。3发电煤耗定量分析机组类型发电煤耗的影响量200MW0.11300MW亚临界0.053600MW超临界0.037600MW超超临界0.031000MW超超临界0.02（4）再热器减温水每增加1t/h对发电煤耗的影响量（g/kWh）第二十四页，共35页。3发电煤耗定量分析（5）机组启停1次对发电煤耗的影响量（g/kWh）机组启停对发电煤耗的影响量，与启停方式、启停特性、年利用小时有关。一般情况下，年利用小时在5500小时以上时机组每启停1次对发电煤耗的平均影响量为0.04～0.08g/kWh。其中：冷态启停：0.07～0.08g/kWh/次温态、热态启停：0.05～0.06g/kWh/次极热态启停：0.04g/kWh/次启停1次对发电煤耗的影响量=5500小时以上时机组每启停1次对发电煤耗的平均影响量×5500/实际利用小时第二十五页，共35页。4降低发电煤耗的措施4降低发电煤耗的措施4.1提高锅炉运行效率的一般措施进行锅炉燃烧调整试验（燃烧设备变动，煤种变化）根据锅炉燃烧调整试验提供的操作卡进行运行操控（运行中，要特别关注排烟损失与机械不完全燃烧损失，努力使其两者之和为最小。）合理吹灰，提高受热面清洁度，减少空预器、GGH阻力空预器投用自动密封调节装置，减少漏风（漏风不仅引起风机耗电率增加，还影响传热，导致排烟损失增加）第二十六页，共35页。4降低发电煤耗的措施4.2降低汽轮机热耗率的一般措施进行主汽压力按优化试验进行冷端优化试验按优化试验结果控制主汽压力按优化试验结果控制冷端设备运行方式主汽温度、再热温度压红线运行正常投用胶球清洗装置、对真空系统查漏堵漏，提高凝汽器真空消除高加泄漏，合理控制水位，提高给水温度减少再热减温水量（调整燃烧器摆角、调整尾部烟气挡板、锅炉燃烧调整）第二十七页，共35页。4降低发电煤耗的措施4.3提高管道效率的一般措施控制水质，减少排污量；消除阀门泄漏，减少汽水泄漏损失；加强保温，减少散热损失；优化吹灰，减少厂用辅助用汽量第二十八页，共35页。4降低发电煤耗的措施4.4实施节能技改项目华能集团2015-2020年煤电节能升级改造行动计划（共21类142项改造项目）（1）大力推进热电联产和供热方式优化改造（2）继续推进汽轮机通流部分改造（3）试点亚临界机组升级改造（4）抓好空冷机组提效改造（5）机组回热系统优化改造（6）机组进汽方式和调频优化改造（7）本机自供热改造—广义回热系统改造（8）锅炉降低排烟温度和排烟余热利用改造（9)空预器降低阻力和漏风率的改造第二十九页，共35页。4降低发电煤耗的措施（10）汽轮机冷端优化改造（11）真空系统优化改造（12）实施辅机变频、蒸汽驱动等节电改造（13）除尘系统节电改造（14）制粉系统节能改造（15）脱硫系统节电改造（16）汽水系统优化改造（17）机组启停节能改造（18）锅炉其它提效改造（19）其它节电改造（20）机组运行方式优化改造（21）其它技术改造第三十页，共35页。4降低发电煤耗的措施4.5节能管理措施强化燃料管理，减少燃煤数量和热值损耗加强检修和运行管理，以机组安全稳定促节能开展对标工作，储备节能技改项目对机组进行节能诊断，制定节能降耗措施完善厂级信息监控系统，指导机组运行优化加大节能奖励，调动员工积极性合理安排机组备用停机，提高在运机组出力系数按规定扣除非生产用能第三十一页，共35页。5发电煤耗估算5.1电厂能源转化示意图第三十二页，共35页。5发电煤耗估算5.2经营发电煤耗与生产发电煤耗全厂耗用标煤量=期初库存标煤量+本期入厂标煤量-期末库存标煤量=入炉标煤量+从入厂到入炉间损失的标煤量入炉标煤量=全厂耗用标煤量-从入厂到入炉间损失的标煤量=全厂耗用标煤量×（0.98～0.99）经营发电煤耗=全厂耗用标煤量/发电量×1000000生产发电煤耗=（入炉标煤量-按规定扣除的标煤量